CN112412336A - 一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及钻井的技术领域，特别是涉及一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，能够适用于海洋深水环境，可有效增大井筒与储层的接触面积，提升储层开采效率，同时也可以大幅减少海上平台作业时间，大大降低生产成本，研究天然气水合物单筒双井技术能够为今后产业化提供一种可行的核心开采技术，继续引领水合物开发技术科技创新前沿；包括以下步骤：S101根据测井资料，确定底层地应力剖面以及地层岩石参数剖面，同时根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，确定安全钻井液密度窗口；S102结合典型井资料及三压力剖面，设计合适的定向井、大斜度井和定向井井身结构；S103设计单筒双井井眼轨迹；S104建立钻具组合；S105优化水力参数，建立钻井液体系，选择钻井液润滑剂；S106选择完井方式，建立防砂管柱。
Description
技术领域
本发明涉及钻井的技术领域，特别是涉及一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法。
背景技术
目前，业内常用的现有技术是这样的：近年来我国石油钻井工程技术取得了较为显著进步，但和发达国家相比，我国的石油钻井工程技术水平还较为落后，因此我国必须高度重视石油工程钻井技术的创新发展，以更好的满足我国石油开采的需要。20世纪90年代，分支井技术开始发展，分支井技术是一项集油藏地质、钻井、完井和采油于一体的油气开采技术，对于油藏开发而言，分支井有助于制定合理的开发方案，以较低的成本有效开发多层油藏，形状不规则油藏，低渗、稠油、薄层、枯竭油藏及裂缝油藏等，但现有的分支井制造的成本还相对较高，且压力完整性和密封完整性较差。单筒双井钻井技术在海洋油田的应用，在一定程度上节省了油田的开发资金、节约了工程造价，在很大程度上对油田进行了比较充分的开发利用，且国内外都有成功应用开发的基础。在马来西亚Tukau油田，PETRONAS卡尔加里公司在Bram三角洲区域的Tukau油田的一口Φ762mm的隔水导管中成功实施下入两根Φ339.7mm的套管，实现了同一口井槽内进行两口井的钻完井作业。同时该公司还在马来西亚Sarawak海上油田一口Φ914.4mm导管内下入3根Φ339.7mm表层套管。在英国，自1998年起，Shell石油公司在Brunei Darussalam海上油田先后完成了一口Φ762mm导管内下入2根Φ339.7mm套管的施工作业；2005年，英国北海油田Magnus钻井平台进行了一口Φ1168.4mm导管内下入2根Φ473.1mm表层套管的施工作业，成功实施了同一口井槽内2口井的钻完井作业。1995年Chevaron英国石油公司在英国Alba油田北部平台进行双井口施工作业的过程中，在一口Φ1168.4mm导管内成功下入2根Φ457.2mm表层套管。2005年，阿联酋AbuAlBukhoosh油田的海上平台成功安装了两套双井口装置，使用Cameron生产的5Kdual-CSW(ConductorSharingWellhead)装置完成了在一口Φ914.4mm导管内下入2根Φ339.7mm表层套管的施工作业。目前，单筒双井技术主要由贝克休斯和斯伦贝谢两家公司掌握。贝克休斯有FormationJunction系统、DSS(Deep Set Splitter)系统等6级分支井技术，斯伦贝谢则为RapidSeal系统。两家公司的核心工具均包括预制分叉装置、整形工具和转向工具(用于井眼再次进入)，其他均为常规工具。FormationJunction系统在分支井和主井筒套管的连接处具有一个整体式压力密封和机械支撑。系统采用了具有整体密封特征的可成型金属设计。为了使FormationJunction系统更容易下井，其中一个分支腿通过预成型被加工成椭圆形。椭圆形的分支腿需要在井下的预定位置采用整形工具整形，形成177.8mm(7in)的分支套管。DSS系统通过1个异径接头将3个套管通过螺纹连接在一起，提供完整的液力密封和机械支撑，实现在一个普通的井眼中钻进2个分支井眼，并下套管和完井。同时DSS能够适应双油管完井，允许独立进入和流动控制，或可进行单井完井但采用混合生产。斯伦贝谢的6级分支井技术与Baker的FormationJunction类似，分支腿与主套管加工成一个整体。不同点在于它的2个分支腿都是椭圆形，需要在井下膨胀成为圆柱形管材。系统的2个分支腿之间有1个筋板，因此RapidSeal系统的机械强度比FormationJunction要高得多。RapidSeal系统能够达到6级分支井完井水平。RapidSeal系统采用的膨胀整形工具是一个电动工具，它由2排活塞组成。通过电缆将动力传送至井下整形工具，驱动活塞缓慢伸出，将2个预成型的分支腿逐渐恢复到设计套管尺寸。
综上所述，现有技术存在的问题是：现有的分支井制造的成本还相对较高，且压力完整性和密封完整性较差。
解决上述技术问题的难度和意义：
在中国南海第一轮试采中虽然取得了巨大的成功，但单井筒直井开发方式面临高产周期短、平均产量低的现状，距离商业开采仍然面临着巨大的挑战。为了提高单井产量，需要深入研究这些现象的本质，如何有效降低开发成本，提高单井产量，需要探索新的开采技术作为技术储备，为将来的商业化运用提供可行手段。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明提供一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法,能够适用于海洋深水环境，可有效增大井筒与储层的接触面积，提升储层开采效率，同时也可以大幅减少海上平台作业时间，大大降低生产成本，研究天然气水合物单筒双井技术能够为今后产业化提供一种可行的核心开采技术，继续引领水合物开发技术科技创新前沿。
本发明的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，包括以下步骤：
S101根据测井资料，确定底层地应力剖面以及地层岩石参数剖面，同时根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，确定安全钻井液密度窗口；
S102结合典型井资料及三压力剖面，设计合适的定向井、大斜度井和定向井井身结构；
S103设计单筒双井井眼轨迹；
S104建立钻具组合；
S105优化水力参数，建立钻井液体系，选择钻井液润滑剂；
S106选择完井方式，建立防砂管柱。
本发明的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，所述步骤S101中具体步骤如下：通过测井资料，确定地层地应力剖面以及地层岩石参数剖面，根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，由此获取三种压力对地层深度的当量钻井液密度，结合最小钻井液密度不小于地层坍塌压力当量钻井液密度和地层孔隙压力当量钻井液密度两者中的最大值，且最大钻井液密度不大于地层破裂压力当量钻井液密度的原则，确定安全钻井液密度窗口。
本发明的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，所述步骤S103中具体步骤如下：借鉴其他油田钻井工艺经验，结合油田防碰作业程序，设计单筒双井井眼轨迹参数(井位布置、井身剖面、造斜点、造斜率、井斜角、井眼方位和钻井顺序等)，由此结合内部最小距离扫描法运行程序，确定井眼碰撞和趋近风险，不断调整设计参数从而进行轨迹设计优化；在浅部地层，适当提高造斜点以避开邻井规避防碰风险；同时研究钻井过程中钻井参数的变化；对于深层钻井深部地层，密切严密注意钻井参数变化，通过跟踪、预测、反演推算注气井的井眼轨迹数据，采取有利措施实现井眼轨迹的调整，以有效的控制井段之间的相对误差。
本发明的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，所述步骤S105中水力参数包括立管泵压、钻头喷嘴压降、循环压耗、当量循环密度、平均流速、临界流速等。与现有技术相比本发明的有益效果为：第一、将单筒双井技术首次应用于天然气水合物储层钻井，实现天然气水合物复杂井身结构的突破，解决粉质砂岩地层建立分支井的局限，为天然气水合物钻井提供核心技术支撑；第二、本发明运行可靠，结构简单，采用了高可靠性的分叉装置连接，与常规的分支井结构相比，本发明的压力完整性和密封完整性更优异，成本低，单筒双井装置本身的制造成本低，且不依赖地面额外的辅助设备，投资小；第三、单筒双井结构由少数几个结构较简单的功能部件组成，只要保证各功能部件的可靠性，就能充分保证整体的可靠性，降低开采施工的风险，本发明的天然气水合物开采灵活性高，操作者可以根据现场的实际情况灵活地改变开采施工的操作规程，以应对可能出现的意外事故。
附图说明
图1是本发明实施例提供的基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法流程图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例：
S101通过测井资料解释，确定地层地应力剖面，地层岩石参数剖面，根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，确定安全钻井液密度窗口；
S102结合典型井资料及三压力剖面，设计合适的定向井、大斜度井和定向井井身结构；
S103借鉴其他油田钻井工艺经验，结合油田防碰作业程序，不断进轨迹设计优化，在浅部地层，适当提高造斜点以避开邻井规避防碰风险，对于深层钻井，严密注意钻井参数变化，通过跟踪、预测、反演推算注气井的井眼轨迹数据，实现井眼轨迹的调整，以有效的控制井段之间的相对误差。
S104采用弹性力学理论，考虑隔水管、钻柱屈曲等因素的影响，建立钻柱摩阻扭矩预测模型，根据典型井实测的摩阻扭矩数据，对不同工况下摩阻、扭矩进行对比分析，确定现有钻井液体系和性能条件下的摩阻系数，结合设计的井身结构和井眼轨迹，实现工具一体化，优化设计下部钻具组合以满足导管尺寸要求，从而实现单筒双井批钻高效安全作业。
S105在环空流体力学和井眼净化基本理论的基础上，结合典型井的基本参数，对水力参数进行优化设计，实时分析井筒环空流动特征，同时优化设计钻井液体系，保证合理的钻井液流变参数，充分满足性能需求。选择良好的钻井液润滑剂，保证钻井液的润滑性能和泥饼质量，从而确保套管的顺利下入，并防止发生井内事故。
S106采取充填型防砂工艺进行防砂，分析进井地带水合物储层耦合出砂机理，选择合理的完井方式，设计合理的防砂管柱，并结合上部管柱综合分析考虑，确保防砂效果以满足长期生产的需要。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。
Claims (4)
1.一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，其特征在于，包括以下步骤：
S101根据测井资料，确定底层地应力剖面以及地层岩石参数剖面，同时根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，确定安全钻井液密度窗口；
S102结合典型井资料及三压力剖面，设计合适的定向井、大斜度井和定向井井身结构；
S103设计单筒双井井眼轨迹；
S104建立钻具组合；
S105优化水力参数，建立钻井液体系，选择钻井液润滑剂；
S106选择完井方式，建立防砂管柱。
2.如权利要求1所述的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，其特征在于，所述步骤S101中具体步骤如下：通过测井资料，确定地层地应力剖面以及地层岩石参数剖面，根据井壁稳定理论，建立地层坍塌压力、地层孔隙压力和地层破裂压力剖面分析模型，由此获取三种压力对地层深度的当量钻井液密度，结合最小钻井液密度不小于地层坍塌压力当量钻井液密度和地层孔隙压力当量钻井液密度两者中的最大值，且最大钻井液密度不大于地层破裂压力当量钻井液密度的原则，确定安全钻井液密度窗口。
3.如权利要求2所述的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，其特征在于，所述步骤S103中具体步骤如下：借鉴其他油田钻井工艺经验，结合油田防碰作业程序，设计单筒双井井眼轨迹参数(井位布置、井身剖面、造斜点、造斜率、井斜角、井眼方位和钻井顺序等)，由此结合内部最小距离扫描法运行程序，确定井眼碰撞和趋近风险，不断调整设计参数从而进行轨迹设计优化；在浅部地层，适当提高造斜点以避开邻井规避防碰风险；同时研究钻井过程中钻井参数的变化；对于深层钻井深部地层，密切严密注意钻井参数变化，通过跟踪、预测、反演推算注气井的井眼轨迹数据，采取有利措施实现井眼轨迹的调整，以有效的控制井段之间的相对误差。
4.如权利要求3所述的一种基于单筒双井技术的天然气水合物储层钻井方法，其特征在于，所述步骤S105中水力参数包括立管泵压、钻头喷嘴压降、循环压耗、当量循环密度、平均流速、临界流速等。
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